大庆油田-聚合物注入井增注技术研究

聚合物注入井增注技术研究

王研李德胜张淑敏赵嵩任刚李庆龙

（大庆油田有限责任公司第一采油厂黑龙江大庆 163001）

摘要：大庆油田聚合物驱区块的注入压力普遍较高，有三分之一的注聚井在破裂压力附近注入，造成聚驱套损井、欠注井数增多。但注聚井压裂有效期平均只有3个月，酸化措施也由于酸液与聚合物发生反应无法采用。本文通过对注聚井采用表活剂增注、树脂砂压裂增注机理、室内试验结果、现场试验结果进行分析，阐述了表活剂增注、树脂砂压裂增注技术用于注聚井增注的可行性，具有巨大的经济效益，分析了两项增注技术的广阔应用前景。

关键词：注水井表活剂界面张力树脂砂压裂

1、前言

大庆油田聚合物驱区块的注入压力普遍较高，有接近三分之一的注聚井在破裂压力附近注入，造成聚驱套损井数增多。同时，也有大量的聚驱欠注井，甚至停注井，导致聚合物溶液推进不均匀，从而严重影响了整个区块的开发效果。萨中油田仅2001年就有86口注聚井无法完成配注，其中有近30口井采取间歇注入方式。

注水井的启动压力以及注入压力过高对油田的开发效果有很大的影响，主要表现在：1、启动压力过高，使油水井之间不能建立有效压差，开发效果差；2、注入井压力过高，造成新增的套损井数较多；3、注入压力较高使注入溶液推进不均匀；4、为了保持注入速度，中、低渗透层聚驱时需要缩小井距，增加投资。

原有普通的水力压裂和化学增注措施，都不能很好解决注聚井注入困难的问题，增注效果差，有效期短，都不超过3个月。在分析措施失效的原因的此基础上，提出了树脂砂压裂和表面活性剂增注两种聚合物增注工艺，提高了聚驱增注措施效果，获得了较好的经济效益。

2、树脂砂压裂增注技术

2．1聚合物注入井压裂失效原因分析

压裂措施对于解除注水井近井地带的污染, 改善储层的渗流条件,增加注入量是有效果的，但在聚合物注入井中应用常规压裂技术却存在有效期短的问题。虽然采取了增加支撑剂用量、提高支撑剂浓度以及酸压结合等措施，聚合物注入井中的压裂有效期仍不超过3个月。

分析造成聚驱注入井压裂失效原因有两个：一是聚合物溶液的粘度高、携砂能力强；二是聚合物注入井的注入压力较高，支撑剂在裂缝中承受较小的闭合压力，使得高携砂能力的聚合物将把支撑剂带入地层深部，造成井筒附近裂缝闭合，压裂失效如图1所示。

图1 注聚井压裂失效原理示意图（1—井筒、2—石英砂、3—地层）

为验证以上压裂失效原因，室内利用聚合物溶液分别对模拟楔型裂缝内的支撑剂运移情况进行了实验。实验装置包括聚合物容器、平流泵、人工模拟裂缝和收集器等。实验流程如图2所示。

图2 实验流程图

基质岩心采用两块长度为30cm 、宽度为4cm 、厚度为2cm 的均质岩心，其渗透率为1200×10-3

μm 2

。岩心沿长宽方向形成一条长度为30cm 的人工裂缝。裂缝为一条楔形缝，一端的宽度为3mm ，另一端的宽度为5mm 。在裂缝中填充不同的支撑剂后用环氧树脂进行整体密封处理。基质岩心侧视和正视图如图3、图4所示。

图3楔形裂缝侧视图 图4 楔形裂缝正视图

用4种不同的支撑剂，分别用清水和聚合物溶液（1000ppm ）以208、416、625、833 ml/min 的排量各驱替30分钟，模型出口流出的砂量如图5所示。

图5 出砂量与流量关系曲线

由曲线可以看出，石英砂水驱、聚合物驱，石英砂+碳纤维聚合物驱在楔形裂缝中都有砂粒运移，石英砂聚合物驱累积运移量最多，石英砂水驱次之。树脂砂聚驱、核桃壳聚驱无砂粒运移。由于核桃壳为松散胶结，而树脂砂胶结强度较高，能够在井筒周围形成一个整体的砂饼，有效防止砂粒的运移，因此现场压裂过程中选择树脂砂作为支撑剂。

2.3树脂砂加砂半径及加砂量的确定

由于支撑剂的运移只发生在井筒附近，因此现场采用尾追树脂砂的方法。但由于井筒附近裂缝为树脂砂而裂缝深部仍为石英砂，为防止裂缝深部石英砂运移而造成树脂砂与石英砂连接处的裂缝闭合，需要找出石英砂开始运移时注入流体的临界流量，确定防砂半径，从而保证整个裂缝内的支撑剂均处于稳定状态（如图6所示）。

根据室内实验结果，在模拟裂缝内当聚合物溶液的流速为0.1388mm/s时石英砂开始运移。因此现场聚合物注入井裂缝内的流速高于此值范围内都应采用树脂砂。经计算压裂过程中树脂砂的加砂半径应为11m，需要尾追1m3的树脂砂。现场压裂过程中尾追树脂砂量为1.3m3，可以防止裂缝内所有支撑剂在聚合物溶液作用下的运移。

图6 树脂砂防注入井裂缝口闭合图（1井筒、2石英砂、3地层、4树脂砂）

2.4树脂砂固化时间的确定

树脂砂固化时间测试表明，在 40 ℃环境温度下，树脂砂初始固化时间为 30min，最终固化时间为96hr。压裂施工结束后地层温度恢复时间约为30min。

因此现场制订现场施工工序为：单层压裂结束后先不动管柱等候120min，待压力扩散且树脂砂初凝后再起压裂管柱。压裂井投注前关井96hr，使树脂砂充分固结。

2.5现场应用效果

截止2004年10月底，在注聚井中进行树脂砂压裂234口井，初期单井日增注44.6m3，压力下降3.0 MPa，平均有效期已达18个月，效果远远好于石英砂压裂，且持续有效，最长已达36个月。

3、表面活性剂增注技术

常规酸化措施用于聚合物注入井，由于酸液与聚合物会发生反应，会在井筒中生成絮凝物和硬质团块，形成堵塞，无法获得增注降压效果。

增注就是要增加注入水的有效渗透率, 由公式可知Kw=K ×Krw ，提高绝对渗透率（K ）和提高水相相对渗透率（Krw ）都可以提高注入水的有效渗透率（Kw ），从而达到降低注入压力、增注的目的。注聚井表面活性剂增注技术就是利用超低界面表活剂改变油层砂岩孔隙表面性质及其与注入流体的界面张力，提高油层的水相渗透率，实现注聚井增注降压。

3.1表活剂体系优选

通过室内实验，研究出以烷醇酰胺和聚氧乙烯聚氧丙烯镶段共聚物为主要成分的非离子表活剂FLZB 及助剂复合体系，该体系能够形成10-3

mN/m 数量级的超低界面张力，从而降低聚合物的后续吸附和扑集作用，从而提高水的相对渗透率。在模拟油藏温度（45℃）和矿化度（4456mg/L ）条件下，通过室内实验确定了现场应用的最佳配比为：表面活性剂FLZB 0.5 %，助剂A 1.0%。

通过实验对该表活剂体系的抗稀释能力、稳定性、抗盐能力进行了评价（见图7、8、9），结果表明，该表活剂复合体系，具有抗稀释能力强、稳定性高、抗盐能力强的特点，在温度为45℃，矿化度为4456mg/L 条件下放置28天内，连续测定界面张力均保持在10-3

mN/m 之内。

图7 FLZB/助剂A 复合体系的抗稀释性能 图8 FLZB/助剂A 复合体系的稳定性能曲

线

图9 FLZB /助剂A 复合体系的抗盐性能